La Fundación YPF y el CONICET realizan una nueva convocatoria a proyectos de investigación y becas posdoctorales, orientadas a la promoción de un nuevo modelo de investigación científica, que aborde las necesidades y oportunidades de mejora en la industria energética y contribuya con el desarrollo del país.
09/11/2015
En esta tercera edición del programa, se financiarán 10 proyectos y 10 becas posdoctorales, que tendrán dos años de duración y se focalizarán en las áreas de energías renovables y no renovables, medio ambiente, y en temas sociales vinculados con el sector del petróleo y el gas.
La inversión conjunta realizada entre Conicet y Fundación YPF para el desarrollo de las tres convocatorias alcanza un monto máximo de 27 millones de pesos, e involucra a más de 200 investigadores.
Esta nueva convocatoria parte de un acuerdo firmado el pasado 2 de noviembre en el Polo Científico Tecnológico de la Ciudad de Buenos Aires, entre el presidente del CONICET, Roberto Salvarezza, y la directora ejecutiva de la Fundación YPF, Silvina Oberti.
La apuesta en favor del desarrollo sostenible se suma al esfuerzo que YPF y el CONICET vienen realizando a partir de la creación de Y-TEC, empresa cuya actividad central es la investigación y desarrollo, la generación y transferencia de soluciones tecnológicas a la industria energética nacional.
Fechas de presentación:
Ideas – proyecto: del 09 de noviembre al 04 de diciembre
Becas: del 30 de noviembre al 18 de diciembre
Las condiciones de participación se encuentran en www.fundacionypf.org
Sobre la Fundación YPF
El rumbo estratégico de la Fundación YPF es Educar para la Energía. Sus prioridades son la formación de la nueva generación de profesionales en energía que la industria y el país necesitan y el desarrollo sostenible de las comunidades donde la compañía está presente.
Sobre el CONICET
Es el principal organismo dedicado a la promoción de la ciencia y la tecnología en la Argentina. Su actividad se desarrolla en cuatro grandes áreas de la ciencia: agrarias, ingeniería y de materiales; biológicas y de salud; exactas y naturales; sociales y humanidades. Para obtener más información: www.conicet.gov.ar
Fuente: Energía Estratégica.
El vicepresidente de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) reconoció que favorecerá al sector eólico y reparó sobre los puntos más polémicos: impuestos a los grandes usuarios que no consuman un 8 por ciento de renovables y aranceles cero para importaciones durante la primera etapa.
En el marco del seminario sobre el “Desarrollo de Energías Renovables”, organizado por la Universidad Arturo Jauretche y el Clúster Eólico Argentino, en Florencio Varela, provincia de Buenos Aires, disertó Esteban Kiper, vicepresidente de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico CAMMESA.
Allí, el joven licenciado mencionó las inversiones que el estado nacional llevó a cabo en estos últimos 10 años, interconectando con redes las diferentes provincias del país, sobre todo la región sur.
Luego, habló de la incapacidad de ciertos proyectos (ambiciosos) para desarrollar proyectos renovables, tales como la Ley 26.190 o el GENREN, que por falta de financiamiento no han podido prosperar. Ameritó esa situación a la feroz crisis económica del 2001, que dejó mal parada a la Argentina ante capitales extranjeros, y al escenario actual con los fondos buitre.
“La Ley trata de dar respuesta a algunos de estos problemas centrales”, se refirió sobre la 27.191, sancionada el 23 de septiembre pasado y a la espera de su reglamentación por parte del ejecutivo.
Primeramente, explicó que antes de presentarse el proyecto de Ley en la legislación pasó por análisis, debates y discusiones entre asesores del senador Marcelo Guinle (FpV), impulsor del documento, y actores de primer nivel del ejecutivo nacional. De ese modo se asegurarían su viabilidad a futuro. “La idea es hacer una Ley para no perder la oportunidad de desarrollar nuestras energías renovables para el sector eléctrico”, remarcó.
Subrayó que el objetivo es claro: llegar a al 2017 con una matiz renovable del 8 por ciento y crecer hasta 2025 sostenidamente en un 2 por ciento anual para llegar al 20 por ciento. “Va a necesitar un acompañamiento muy fuerte en esta primera instancia para llegar a los objetivos planteados”, reconoció.
Para ello la ley prevé la exención de los derechos de importación para bienes de capital y equipos hasta el 31 de diciembre del 2016. Este punto es criticado por el sector industrial pero necesario para llegar a la meta del 8 por ciento y robustecer al FODER, fondo que, entre otros conceptos, se nutrirá del 50 por ciento (mínimo) de la sustitución de importaciones de combustible mediante renovables.
El FODER prevé a futuro poder motorizar, mediante financiamiento nacional, proyectos renovables. “Es muy importante, teniendo las condiciones de vientos, el sistema de transporte, una industria en condiciones de desarrollar proyectos, fabricar torres, fabricar aerogeneradores, transformadores, piezas, etc., apalancar la industria nacional, el empleo nacional”, indicó al respecto.
“No podemos esperar hasta que se resuelva la situación con los buitres, que son circunstancias que exceden a la problemática energética. Por eso planteamos la necesidad de crear un fondo que se componga de recursos y apalancar proyectos y estimular la integración nacional”, agregó.
Por otro lado, y como otro de los puntos polémicos, la Ley exige a los grandes consumidores de energía eléctrica (más de 300 Kw) tener que comprar o invertir un 8 por ciento de energía renovable, en caso contrario se le cobraría una multa que podría rondar los 200 dólares el MWh sobre el exceso. Para ello permite la compra y venta de particulares (con un precio tope de 113 dólares el MWh) y regímenes de promoción para que propios particulares desarrollen sus proyectos.
Esto también favorecerá a la industria local.
Por otra parte, Kiper reconoció que la reglamentación ayudará a incentivar, sobre todo, proyectos eólicos por las características de la Ley. Dijo que a pesar de la intermitencia de la tecnología, todos los parques montados trabajan de un modo notable y que para el primer semestre del 2016 se empezarían a montar 180 MW eólicos nuevos
Recoleta.
Intentan conectar 60 grupos electrógenos a la red de media tensión. Según informaron desde Edesur, la reparación del cable que se cortó y ocasionó el apagón es complicada y se resolvería recién el fin de semana.
Después de dos días, 12.000 vecinos de Recoleta siguen sin energía eléctrica, según indicó esta mañana el Ministerio de Planificación Federal. Además, fuentes de Edesur aseguraron que trabajan para que esta noche ya no queden usuarios sin luz. El apagón empezó el martes al mediodía, cuando una tuneladora operada por Ibercom Multicom por orden de Telmex, rompió dos cables de alta tensión, en la esquina de Figueroa Alcorta y Vaz Ferreira. Aunque la reparación del cable afectado llevará más tiempo, durante todo el día intentaron conectar 60 grupos electrógenes a la red de media atención para reestablecer por completo el suministro.
“A las 13 o 14 todos van a tener luz, había dicho el coordinador de Servicios Públicos del Ministerio, Marcelo Montero, en diálogo con Radio Continental, quien además precisó que quedaban 12.000 mil usuarios sin suministro. Esa promesa aún no se cumplió y en algunas esquinas la gente salió a protestar por la tarde. Por su parte, el jefe de Gabinete porteño, Horacio Larreta, afirmó en una entrevista con radio Mitre que desde la empresa distribuidora de energía eléctrica Edesur les dijeron que “hoy iba a estar solucionado” totalmente el problema.
La empresa Edesur informó a primera hora de esta mañana que unos62.000 usuarios habían recuperado el servicio eléctrico. Según ese dato, quedarían entonces unos 26.000 usuarios sin luz, con lo cual la cifra no concordaba con la que brindó más tarde el Gobieno nacional. Este mediodía la versión de la empresa era más prudente que la oficial y hablaba de una reconexión no tan sencilla. Según ellos, el servicio podría normalizarse recién mañana o pasado y estimaron para última hora de hoy la vuelta de la luz para el “90 por ciento” de los casos.
La compañía dispuso 60 grupos electrógenos y 24.000 litros de agua mineral a las personas más necesitadas. Un vocero de Edesur explicó aClarín que la tunelera perforó dos ternas de cables de alta tensión de 132 kv, lo que dejó fuera de servicio a las subestaciones Azcuénaga y Paraná. Y detalló que para repararlos deberían hacer empalmes de precisión y varias pruebas antes de devolver la energía eléctrica a los afectados.
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Por el corte de energía, inicialmente dejaron de funcionar los semáforos de 165 cruces. Ayer por la tarde, la Subsecretaría de Transporte de la Ciudad informó que aún no andaban 69 cruces semafóricos en el área ubicada entre las avenidas Córdoba, Pueyrredón, Libertador y 9 de Julio. En los cruces más conflictivos, como Carlos Pellegrini y Arroyo, Juncal y Cerrito, Libertador y Alvear, Córdoba y Junín o Santa Fe y Montevideo, colocaron 12 grupos electrógenos. Y en las demás esquinas distribuyeron 160 agentes de tránsito.
El martes al mediodía, la tuneladora de Ibercom Multicom estaba perforando un túnel para pasar un tendido de fibra óptica por debajo de la avenida Figueroa Alcorta, cuando rompió los cables de alta tensión y provocó el apagón. Esa empresa fue contratada por Telmex y los trabajos, según admitieron fuentes del Gobierno Porteño, formaban parte de la obra del Centro de Convenciones que la Ciudad está terminando de construir detrás de la Facultad de Derecho.
Ayer, a diez días de las elecciones, el Ministerio de Planificación Federal de la Nación denunció penalmente a Ibercom Multicom, a Telmex y al Gobierno porteño, para que se los investigue por “la posible comisión de los delitos contemplados en el Título VII del Código Penal: Delitos contra la Seguridad Pública”. La demanda fue presentada por orden de Julio de Vido, en el Juzgado Criminal Federal N° 9, a cargo de Luis Rodríguez.
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La denuncia pide que se determine quiénes son los autores y responsables de “los ilícitos denunciados”. Con respecto a los directivos de Telmex, indica que como responsables directos de la obra “correspondería su imputación por su accionar imprudente y/o negligente al no controlar a su personal dependiente y/o al personal de la contratista, en este caso, Ibercom Multicom”. En cuanto a esta última, acusa a sus titulares y personal “por su obrar negligente y/o por su impericia que directamente causaron el daño en las redes de alta tensión y el consecuente corte de suministro”. Incluso, advierte que su conducta podría ser encuadrada como dolo eventual.
Por su parte, Edesur presentó una denuncia por daños en la comisaría 19. “Las empresas que realizan perforaciones en la vía publica deben pedirnos un plano de interferencias y hacer sondeos en el lugar con especialistas nuestros antes de iniciar la obra, pero éstas no lo hicieron”, dijo la vocera Alejandra Martínez.
¿Cuánto impacta la tasa de financiación en el costo de generación de las energías renovables?
Luis Rotaeche, autor del libro “Energías Renovables en Argentina. Una propuesta para su desarrollo” y coordinador de energías no convencionales del Instituto Argentino de Energía (IAE) analiza el costo de generación de las energías limpias en nuestro país. Asegura que el incremento del uno por ciento en la tasa de interés requiere de 7 dólares por MWh adicionales en el contrato
Cuál es el costo de generación promedio de cada una de las tecnologías renovables en nuestro país?
Un primer costo de referencia de la energía eólica y solar en el país lo tenemos en la licitación Genren, convocada por ENARSA en el año 2009, cuyos valores fueron, en promedio ponderado de los proyectos aprobados: Eólica: u$s/MWh 126,9; Térmica con biocombustibles: u$s/MWh 287,6; Pequeños aprovechamientos hidroeléctricos: u$s/MWh 162,4; Energía solar fotovoltaica: (FV) u$s/MWh 571,6). Lo cual son valores muy altos incluso para registros internacionales de entonces y que hoy la eólica sería por lo menos la mitad y la Fotovoltaica la séptima parte. Sin embargo aún con estos precios tan altos la inestabilidad argentina permitió que pocos proyectos del GENREN fueran ejecutados.
Brasil adjudicó licitaciones eólicas con un valor de US$ 51/MWh y Uruguay con 63,5 dólares. Por su parte, según un reciente trabajo de la Agencia Internacional de la Energía, comentado en Energía Estratégica, el costo promedio en el mundo de la eólica sería del orden de los US$ 80 a 100 el MWh, cuando en EE.UU., con un factor de capacidad de 45% que es el registro máximo destacado en el estudio pero que en nuestro país no sería tan raro, tendría un valor mínimo de US$ 32,71.
Según se destaca también en Energía Estratégica, el ex presidente de Shell en Argentina Juan José Aranguren estima el costo de la eólica entre US$ 95 y 105 el MWh, sobre bases no especificadas.
Según información de Energía Estratégica, 19.VIII.15 y 15.Ix.15, se estaría aprobando un proyecto eólico en Santa Fe cuyo precio a acordar oscilará entre los 108 y 120 dólares. Valor que se estima alto o muy alto y al que se llega con gran discrecionalidad de los funcionarios.
Cabe destacar que en un proyecto de 100 MW, un sobre precio de US$ 10 el MWh, con un factor de planta de 45 %, le cuesta al país, o a los consumidores, casi cuatro millones de dólares por año, a lo largo del contrato.
Por lo tanto puede haber distintas opiniones en cuanto al precio que habría que pagar por la energía eólica en nuestro país, pero pareciera que existiría más unanimidad en que el precio debe establecerse por métodos incuestionables de transparencia y eficiencia, es decir, se reitera, minimizando la discrecionalidad de los funcionarios y también los costos.
¿En qué medida impacta la tasa de financiamiento en la tarifa que se necesita cerrar con CAMMESA?
Mucho, tanto que un empresario estimó que un aumento de un punto en la tasa de interés del financiamiento, técnicamente cien puntos básicos, incrementa el costo del proyecto en US$ 7 el MWh, lo cual según el estudio de la AIE señalado tendría un efecto menor.
¿Y cuáles son los principales costos que intervienen en la generación de energía solar y eólica?
Los costos del equipo, que son ciertamente muy importantes en la estructura de costos de los proyectos con estas tecnologías.
A ello hay que sumar los costos financieros de tecnologías que son “capital-intensive”, que demandan cifras enormes de inversión que representan la casi totalidad de sus costos, pagados “up-front” (antes de generar electricidad), ya que no tienen costos de combustibles que en las térmicas se abonarían a medida que se genera electricidad. Además la vida útil de las centrales eólica y solar son muy largas, unos veinte años. Todo esto hace que el financiamiento es un tema central en los costos y por ende en la viabilidad de estos proyectos.
Por otra parte el financiamiento externo es central para desarrollar las energías renovables en el país ya que solo una parte mínima de su deuda podría colocarse en el mercado local de capitales.
Y para financiarse en el exterior nuestro país tiene problemas muy importantes: default, cepo o control de capital e inflación, sumado a la falsificación de la estadística oficial, que se refleja en un riesgo país que es uno de los más altos del mundo.
Cabe recordar que en estas condiciones aún si tuviéramos acceso fluido a los mercados de capital internacionales deberíamos pagar una tasa de interés del doble o más que nuestros vecinos.
¿Cómo estima que van a evolucionar en los próximos años?
Los costos de los equipos siguen bajando. La energía solar fotovoltaica bajo en Uruguay, en licitaciones, en un 75 % en quince años, de 320 a 80 US$/MWh. ¿Cuánto más bajaran? Difícil es decirlos pero todos suponen que a un menor ritmo seguirá la tendencia decreciente.
Un reciente estudio del Departamento de Energía de EE.UU. “Wind Vision: A new era for wind power en the United States” estima que el precio actual de la eólica es en ese país es de US$ 45 / MWh y que bajará a US$ 30 en el año 2030, es decir un 33% en quince años, un 2% anual acumulativo.
La empresa Austin Energy estima, también reportado por Energía Estratégica (6-VII-15), que el precio de FV podría bajar en el Estado de Texas de US$ 40/MWh actuales a unos US$ 20/MWh en cinco años, lo que representa una reducción de más de un 8% anual acumulativo.
¿Por qué en nuestro país los proyectos son rentables con precios muy superiores a los países vecinos?
Debido a las inestabilidades, históricas y actuales, macroeconómicas y de política exterior, a la falta de organización, de planificación y mercado en el sector energético y en particular eléctrico y a la inexistencia de una política pública comprensiva y coherente para impulsar las energías renovables.
El sector operación de la central hidroeléctrica Yacyretá informó que desde las 21:00 del jueves 17 hasta las 23:00 del viernes 18 concretaron una nueva exportación de energía desde el sistema argentino al Brasil. Se trata de la cuarta en lo que va del mes. La Cancillería fue informada.
Mientras todavía aguardan el informe oficial que pidieron al Gobierno argentino de la primera operación, registrada el día 2 de este mes; una cuarta exportación al mercado brasileño de la energía generada en Yacyretá de concretaba el último fin de semana, según comprobaron técnicos independientes en los flujos de potencia activa de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Argentino (Cammesa). La operación comprometió un promedio de 509 MW, cuya energía asociada fue transferida desde la estación Santa María (Argentina) a la de Garabí (Brasil). La versión fue confirmada ayer por el subjefe del departamento Técnico de la EBY, Ing. Gabino Fernández, quien añadió que las autoridades paraguayas estaban en conocimiento de lo ocurrido.
Sin embargo, la noticia trascendió gracias a que técnicos paraguayos fueron alertados de la operación, y solo posteriormente fue reportada oficialmente.
La primera exportación en el mes se registró el miércoles 2, con un promedio de 400 MW; la segunda, el domingo 6, con 500 MW; la tercera, el martes 8, con 526 MW y la cuarta, el viernes 18 con 509 MW, en promedio.
Hasta el momento, la única explicación recibida fue la del Centro de Operación de Cammesa, la cual indicó que se trata de operaciones de intercambio entre ambos países. La embajadora argentina en Paraguay, Ana María Corradi, a su turno, descartó que la energía de Yacyretá esté involucrada en la operación, y que sea una transacción comercial.
El Tratado no admite la venta a un tercer país, que en su Art. XIV consagra que “la adquisición de electricidad de Yacyretá será realizada por A y E (actualmente Ebisa) y por ANDE, las cuales podrán hacerlo por intermedio de las empresas o entidades paraguayas o argentinas que indiquen”. El Art. XIII aclara que Argentina solo tiene preferencia para adquirir el excedente paraguayo en Yacyretá y no una empresa brasileña.
Daniel Herrero, presidente de Toyota.En Toyota cancelaron el aire acondicionado para ampliar la producción. Pide más acceso a mercados.
En este año electoral con caída de ventas y exportaciones para la industria automotriz, Toyota anunció US$ 800 millones de inversión para elevar la producción de las Hilux a 140.000 unidades. No es poco si se tiene en cuenta que los japoneses optaron para radicar ese proyecto en Zárate en vez de la más competitiva Tailandia. Daniel Herrero, presidente de la filial argentina, ambiciona con embarcar miles de esas camionetas a EE.UU.
-¿Cómo convenció a los japoneses?
-Si se piensa en el futuro de América Latina en agricultura, minería, petróleo y los caminos a recorrer en esta región, los vehículos con chasis tienen una gran oportunidad. Estamos especializando a Argentina en ese tipo de vehículo con valor agregado. Es cierto que Tailandia tiene una mayor especialización y escala, además de costos laborales más bajos. Tuvimos que trabajar mucho, pero contamos con algo a nuestro favor y es el flete. Eso sí, Tailandia tiene acuerdos comerciales con varios países de este continente, por ejemplo, Colombia donde ellos ingresan pagando 0% de arancel y nosotros con el 16%. Es algo para corregir.
-¿Qué más hay que corregir?
-La infraestructura. No puede que sigamos transportando a nuestra gente en micro y que cuando llueve y hay niebla o humo no puedan llegar a la planta. Necesitamos un servicio de trenes que nos ayude en un negocio global de exportación. También necesitamos que el gobierno interactúe con las empresas. No podemos trabajar en una Latinoamérica donde hay asimetría en los derechos de importación. El Mercosur ya no es suficiente. El mercado latinoamericano va a a llegar en 4 años a 8,5 millones de autos y es una enorme oportunidad.
-¿A qué se refiere cuando reclama interactuar con el Gobierno?
-A tener previsibilidad en el rumbo. Si nuestro destino es hacer autos en un volumen importante, tenemos que ir juntos a buscar la mejor manera. Trabajar en una infraestructura que nos permita seguir creciendo. Si no hay suficiente energía, no puede crecer la planta. Hoy nuestra planta no tiene aire acondicionado porque no tengo capacidad de energía. Lo hablamos con el sindicato y la decisión fue ampliemos la planta y luego vendrá el aire acondicionado. Es una señal de madurez de nuestra cadena de valor.
-¿Están limitados por la falta de dólares para importar las autopartes?
-La Hilux tiene que superar el 40% de contenido argentino y llegar al 60% con piezas del Mercosur. Nosotros nunca tuvimos una limitante de dólares porque el 70% de lo que fabricamos se exporta. Terminamos 2014 con un saldo positivo de US$ 200 millones. Es lo que llamamos un proyecto sustentable con una diversidad de países a los que embarcamos nuestros productos. Si hay una crisis coyuntural en algún país ese volumen se puede derivar a otros de la región.
-¿Pedirán al próximo presidente la eliminación del impuesto a los autos de lujo?
-Hemos reaccionado. Cuando nuestro modelo SW4 se volvió muy caro en la Argentina lo derivamos a Brasil.
-Pero Brasil tiene serios problemas y muchas automotrices ya se están ajustando…
-La filosofía de Toyota es que no podemos despedir o suspender gente por un tema económico. Toyota es empleo de por vida. El personal no es para nosotros una variable de ajuste. Sabemos que en la región hay factores coyunturales que afectan la sustentabilidad. Y así como pedimos previsibilidad al resto de los actores, también nosotros debemos ser previsibles como industria.
-¿Se puede ser previsible al margen del contexto?
-Pensamos a largo plazo y a veces se resigna la rentabilidad para mantener el volumen de producción. Cuando empezamos la ampliación de la planta hablamos con todos nuestros proveedores y el sindicato para bajar los costos y ser competitivos.
-¿Prevén viento de frente por culpa de la crisis brasileña y el menor crecimiento chino?
-Brasil es nuestro principal socio, El 40% de nuestro volumen va a Brasil y el otro 30% al resto de América Latina. Habrá un periodo de baja. Pero no hay nadie en el mundo que pueda dar lo que ofrece Latinoamérica, Si hablamos de baterías, por ejemplo, todas son a base de litio y los únicos que tienen litio son Bolivia, Chile y Argentina, En el caso del agro, el 50% de la soja se planta en el Mercosur. Nuestro sueño es llegar con la Hilux a EE.UU. desde la planta de Zárate.
Una década después de su desembarco en la Argentina, la brasileña Petrobras se desprendió de su participación en la distribuidora eléctrica Edesur, la segunda en tamaño en el nivel nacional, que abastece a más de seis millones de clientes y tiene 32.500 kilómetros de cableado en la Capital y el Gran Buenos Aires.
Los compradores son compañías vinculadas con los empresarios locales Guillermo Reca (ex ejecutivo del banco de inversiones Merrill Lynch) y Eduardo Escasany, principal accionista del Banco Galicia. Desembolsarán 35 millones de dólares para tomar aproximadamente un 27% de la compañía de distribución de energía.
La brasileña se había quedado con la empresa como una herencia no deseada tras la compra de Pecom Energía, en 2002. El principal negocio de la empresa de los Perez Companc era la exploración y producción de petróleo y de gas. Es por eso que desde hace años la brasileña quiere desprenderse de los activos que no considera estratégicos.
Por medio de un comunicado enviado ayer a la Bolsa, informó que llegó a un acuerdo con un grupo de empresas para desprenderse de “la totalidad de las acciones de Petrobras Electricidad de Argentina y Petrobras Finance Bermuda por un monto de US$ 35 millones”.
Esas compañías poseen 38,5% y 10% en cada caso de Distrilec, la controlante de Edesur, con el 56,36% de su capital social. La porción restante de la empresa holding, y por lo tanto su control, están en manos de Endesa, que pertenece a la italiana ENEL.
LOS COMPRADORES
Son dos empresas que pertenecen a Sadesa, uno de los mayores grupos de generación eléctrica de la Argentina. Se trata de Hidroeléctrica Piedra del Águila, en la que también participan la provincia de Neuquén y el Estado Nacional; y La Plata Cogeneración.
Sadesa entró en el mercado eléctrico en 2006, luego de hacerse con los activos en ese rubro de la francesa Total. En el inicio fue un emprendimiento conjunto de varios empresarios locales, entre los que se destacaban Carlos Miguens Bemberg (el ex dueño de la cervecería Quilmes); Reca y Escasany. Hace poco más de un año, sin embargo, Miguens Bemberg se alejó del manejo cotidiano de la empresa, que quedó en manos de Reca. Dos fuentes sin contacto entre sí confirmaron a LA NACION que el ex dueño de Quilmes no participó en la compra de Edesur, que quedó para los socios restantes de Sadesa.
Si bien las negociaciones se habían iniciado hace meses, la noticia sorprendió en parte a los empresarios del sector, por dos motivos: los compradores se quedaron con una porción minoritaria y la empresa da pérdidas.
Fuente: La Nacion: http://www.lanacion.com.ar/1550532-petrobras-se-va-de-la-electrica-edesur
Quiere pagarles más a las petroleras a cambio de inversiones que permitan disminuir las importaciones; no está definido quién absorberá las subas
Por Pablo Fernández Blanco Fuente: Lanacion.com
Link http://www.lanacion.com.ar/1525148-el-gobierno-estudia-opciones-para-aumentar-el-precio-del-gas-que-se-produce-en-el-pais
En la convicción de que las importaciones de combustibles son el talón de Aquiles de las cuentas públicas, el Gobierno abrió una línea de trabajo para analizar alternativas que le permitan aumentar los precios del gas que reciben las productoras del recurso y, de esa manera, estimular un incremento en la oferta local, que fue en caída durante el kirchnerismo.
La voluntad política para llevar a cabo un movimiento de ese tipo fue confirmada a LA NACION tanto en despachos públicos como en privados.
La semana pasada hubo en la Casa Rosada una pequeña cumbre entre la presidenta Cristina Kirchner; el viceministro de Economía, Axel Kicillof, y el presidente de YPF, Miguel Galuccio, para trabajar en esa línea. El ingeniero no sólo fue en su carácter de técnico, sino como parte interesada. La empresa que representa tiene un 23% de la oferta local y sufre en carne propia el retraso en los precios. Necesita un incremento para dotar de recursos a la compañía y solventar una parte de los US$ 37.200 millones que tiene previsto invertir en los próximos cinco años.
El miércoles, Juan Garoby, director de Recursos No Convencionales de la petrolera y hombre cercano a Galuccio, difundió el mensaje entre un grupo de empresarios petroleros. “Hay conversaciones en distintos niveles para lograr otras condiciones [de precios del gas]”, explicó, durante un almuerzo en elHotel Panamericano, donde se desarrolló un seminario denominado “La Recuperación del Autoabastecimiento Energético”. Irónicamente, el encuentro terminó antes de tiempo por el apagón de luz que colapsó ese día a la ciudad.
Las alternativas se barajan en la Comisión de Planificación y Coordinación del Plan de Inversiones Hidrocarburíferas, que conduce Kicillof e integran el secretario de Comercio Interior, Guillermo Moreno, y el de Energía, Daniel Cameron. El principal objetivo es reducir la salida de dólares para pagar importaciones. Por esa puerta se irán este año U$S 12.000 millones, de acuerdo con estimaciones privadas.
Hasta ahora no hay un acuerdo. Según las líneas de trabajo que están en pie, las alternativas contemplan elevar por encima de los 3 dólares el millón de BTU el precio de la producción actual de gas, y llevar hasta un piso de US$ 6 los valores de la futura oferta proveniente de recursos no convencionales, como los que están en la muy publicitada formación Vaca Muerta, en el subsuelo neuquino. De esa manera, aumentaría el precio promedio que reciben las empresas, que deberían comprometer mayores inversiones para acceder a esos valores.
Ambas cifras se ubican en un estudiado equilibrio. Están por encima, por ejemplo, de los US$ 2,5 que recibe en promedio un productor de la Cuenca Neuquina, pero, a la vez, por debajo de los US$ 10,75 que desembolsa el país para importar gas de Bolivia en este trimestre.
Además de YPF, las principales productoras del hidrocarburo son Total, Pan American Energy y Petrobras. Ejecutivos de esas empresas se reunieron con Kicillof el último viernes de octubre y les envió un mensaje claro: la prioridad en materia energética es equilibrar las cuentas públicas mediante mayor producción de gas.
QUIÉN PAGA LA CUENTA
Lo que más le cuesta definir al viceministro es quién se hará cargo del incremento en la factura, algo que siempre resultó complejo para los funcionarios kirchneristas.
Una de las alternativas es segmentar la demanda y cargar con los mayores costos a sectores beneficiados con los bajos precios en los últimos años, como la industria. Tampoco se descartan ajustes para los segmentos de mayor consumo, que en el Gobierno relacionan con la clase media esquiva al kirchnerismo.
Otra alternativa en análisis es instrumentar los mejores ingresos para las petroleras a través de pagos de Cammesa, la compañía administradora del mercado eléctrico que se encarga de comprar el gas que consumen las centrales térmicas.
Moreno había acercado una idea propia a la mesa de discusión: crear una herramienta que permita trasladar hacia la producción de gas parte de la renta del petróleo, el producto más redituable, que hoy está por encima de la demanda local. Esa alternativa perdió terreno en los últimos 10 días.
El equipo de Kicillof pensó también en concederles más precio a las petroleras, pero endosarles la cuenta de importación con el objetivo de estimular su producción en el país. Las empresas se mostraron en contra de un plan de ese estilo.
El economista dio una muestra de sus intenciones en agosto: decidió un ajuste del 300% en el precio del gas mayorista que se destina a las estaciones de GNC, la primera decisión de la comisión. “El aumento reportará a las empresas una rentabilidad de $ 900 millones, y a las provincias, $ 119 millones”, justificó la Presidenta cuando anunció la decisión. También remarcó que esos fondos debían destinarse a aumentar la producción local.
Pese al incremento, Kicillof ordenó a las bocas de expendio no trasladar las subas hasta que la comisión se expidiera. Los estacioneros, por supuesto, no le hicieron caso y anticiparon los ajustes.
Las discusiones por los precios seguirán esta semana. En la agenda del viceministro está marcada una cita que promete ser productiva: se reunirá con Oscar Vicente, un petrolero con 45 años de experiencia en el mercado que preside la Cámara de Exploración y Explotación de Hidrocarburos (CEPH) y suele comunicar sin matices la voz de las empresas.
REPSOL TIENE UN 11% DE YPF
Repsol ejecutó un 5,38% de acciones de YPF que el grupo Petersen (propiedad de la familia Eskenazi) había puesto en garantía por un préstamo que le concedió la petrolera española. De esa manera, la firma ibérica, que sufrió la expropiación de un 51% de sus acciones en YPF en abril, suma más de un 11% en la petrolera local. La ejecución de las acciones por parte Repsol ocurre debido a la falta de pago de un crédito de 1500 millones de euros que le había otorgado al grupo Petersen para comprar un 25% de YPF.
La compañía española, que fue duramente criticada por el Gobierno luego de la toma de control de YPF, se convirtió así en uno de los principales socios del Estado en la empresa y recibirá parte de los dividendos que distribuirá la petrolera argentina..
A continuación mostramos la evolución de las principales importaciones inyectadas al Sistema de Transporte de Gas Natural con su respectiva comparación con el año 2011.
El gas proveniente de Bolivia lidera el incremento de volúmenes alcanzando niveles del orden de 14 MMm3/día, con un crecimiento porcentual cercano al 69% para los primeros 9 meses del 2012. Para el segmento de GNL se observa un incremento moderado de unos 2 MMm3/día adicionales al año 2011.
Para los meses venideros se espera una reducción significativa en las inyecciones de GNL y un nivel similar al actual para las importaciones de gas de Bolivia.
Es importante destacar que si bien estos combustibles resultan onerosos frente al precio del gas natural, son de menor costos frente a la importación del Fuel Oil y Gas Oil, incluyendo los costos asociados a la re-gasificación de ambos buques.
A continuación los gráficos respectivos.
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